(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料ガスと酸化剤ガスとの電気化学反応により発電する燃料電池スタックと、
燃料電池システム起動時から前記燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を前記総発電量の値として演算する総発電量演算手段と、
前記総発電量演算手段が演算した前記総発電量の値に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定する残留水量推定手段と、を備え、
前記残留水量推定手段は、前記総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は前記総発電量が多くなるのに応じて前記残留水量を多く推定し、前記第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は前記総発電量の値が多くなるのに応じて前記残留水量を少なく推定することを特徴とする燃料電池システム。
【請求項２】
前記残留水量推定手段は、前記総発電量の値が第１の所定値を超える場合は、前記残留水量は前記総発電量の値に拠らず一定値とすることを特徴とする請求項１に記載の燃料電池システム。
【請求項３】
前記燃料電池スタックの温度を検出する温度検出手段を更に備え、
前記残留水量推定手段は、発電停止前の燃料電池スタックの温度が高いほど、前記残留水量を少なく推定することを特徴とする請求項１または２に記載の燃料電池システム。
【請求項４】
前記燃料電池スタック内部の水分を除去する排水掃気制御手段を更に備え、
前記排水掃気制御手段は、燃料電池システム停止時に、前記総発電量の値に応じて燃料電池スタック内部の排水掃気処理を行うことを特徴とする請求項１乃至３の何れか１に記載の燃料電池システム。
【請求項５】
前記排水掃気制御手段は、前記総発電量の値が第１の所定値を超える場合は、前記総発電量に拠らず一定とし、前記総発電量の値が前記第１の所定値より小さい第２の所定値未満場合は、前記排水掃気処理を行わないことを特徴とする請求項４に記載の燃料電池システム。
【請求項６】
燃料電池システム起動時に、前記燃料電池スタックの発電電力を制御する暖機処理手段を更に備え、
前記暖機処理手段は、前回の起動時からの前記総発電量の値に応じて燃料電池スタックの暖機発電を行うことを特徴とする請求項１乃至３の何れか１に記載の燃料電池システム。
【請求項７】
前記総発電量の値が第３の所定値未満の場合は前記総発電量が多くなるのに応じて発電電力を小さくし、前記第３の所定値以上の場合は、前記総発電量が多くなるのに応じて発電電力を小さくすることを特徴とする請求項６に記載の燃料電池システム。
【請求項８】
前記総発電量の値が前記第３の所定値以上である第１の所定値を超える場合は、前記総発電量に拠らず発電電力を一定とすることを特徴とする請求項６または７に記載の燃料電池システム。
【請求項９】
前記燃料電池スタックの温度を検出する温度検出手段を更に備え、
発電開始時の燃料電池スタックの温度が低いほど、最大発電電力を小さくすることを特徴とする請求項６乃至８の何れか１に記載の燃料電池システム。
【請求項１０】
前記総発電量に正比例する値は、燃料電池システム起動時から燃料電池スタックが発電した電荷量の合計である総発電電荷量、燃料電池システム起動時から燃料電池スタックが消費した水素量である水素消費量、燃料電池システム起動時から燃料電池スタックが発電した電力量である発電電力量、燃料電池システム起動時から燃料電池スタックが生成した生成水量の合計である総生成水量、の何れかであることを特徴とする請求項１乃至９の何れか１に記載の燃料電池システム。
【請求項１１】
固体高分子型の燃料電池スタックを備えた燃料電池システムの運転方法であって、
燃料電池システムの起動時から前記燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を前記総発電量の値として演算する総発電量演算過程と、
燃料電池システム停止時に、前記総発電量に基づいて燃料電池スタック内部の残留水を排水処理を行う排水過程と、
を備え、
前記総発電量演算過程は、前記総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は前記総発電量が多くなるのに応じて前記残留水量を多く演算し、前記第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は前記総発電量の値が多くなるのに応じて前記残留水量を少なく演算することを特徴とする燃料電池システムの運転方法。
【請求項１２】
固体高分子型の燃料電池スタックを備えた燃料電池システムの運転方法であって、
燃料電池システムの前回の起動時から前記燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を前記総発電量の値として演算する総発電量演算過程と、
燃料電池システム起動時に、前記総発電量に基づいて燃料電池スタックを発電する暖機過程と、
を備え、
前記総発電量演算過程は、前記総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は前記総発電量が多くなるのに応じて前記残留水量を多く演算し、前記第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は前記総発電量の値が多くなるのに応じて前記残留水量を少なく演算することを特徴とする燃料電池システムの運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、固体高分子型の燃料電池システム及びその運転方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
固体高分子型燃料電池は、水素イオン伝導性の固体高分子電解質膜の両面に、それぞれアノード触媒電極層、カソード触媒電極層を設けて、膜電極接合体（ＭＥＡ）が形成される。そして、アノード触媒電極層に水素を含む燃料ガス、カソード触媒電極層に酸素を含む空気をそれぞれ供給することにより、以下の電気化学反応が進行して発電する。
【０００３】
［アノード］：２Ｈ2   →    ４Ｈ+ ＋ ４ｅ-          … （化１）
［カソード］：Ｏ2 ＋４Ｈ+ ＋４ｅ- →  ２Ｈ2Ｏ       … （化２）
固体高分子電解質膜は、水分を含有した状態で良好な水素イオン伝導性を示すために、燃料電池運転中は、固体高分子電解質膜を適度に加湿しておく必要がある。またカソードでは、（化２）式の電気化学反応による生成水が存在する。
【０００４】
このような固体高分子型燃料電池を運転停止する際には、再起動に最適な燃料電池内の水分状態としなければならない。特に水分が凍結してガス流路の閉塞等を起こす虞がある氷点下の環境で運用される燃料電池システムとして、特許文献１に記載の技術が知られている。この技術によれば、燃料電池システム停止時において、流路閉塞を引き起こす流路内残留水が無く、かつ電解質膜抵抗が過度に大きくならない最適水分残留条件が成立するようにパージしていた。
【０００５】
さらに、最適水分残留条件の判定方法は、反応ガス流路の供給口と排出口との間のガス圧力差がある値以下で、電解質膜の膜抵抗値がある値以上ならば最適水分残留条件が成立していると判定していた。
【特許文献１】特開２００５−２０９６３４号公報（第１０頁、図３）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら上記従来の技術では、システム停止前の排水掃気処理は、極短時間で終了するため、電解質膜抵抗は殆ど変化しない。従って、電解質膜の抵抗値に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定することが難しいという問題点があった。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記問題点を解決するために、本発明は、燃料電池システム起動時から前記燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を前記総発電量の値として演算する総発電量演算手段と、前記総発電量演算手段が演算した前記総発電量の値に基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定する残留水量推定手段と、を備え、前記残留水量推定手段は、前記総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は前記総発電量が多くなるのに応じて前記残留水量を多く推定し、前記第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は前記総発電量の値が多くなるのに応じて前記残留水量を少なく推定することを要旨とする燃料電池システムである。
【０００８】
また本発明は、燃料電池システムの起動時から燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を総発電量の値として演算する総発電量演算過程と、燃料電池システム停止時に、総発電量に基づいて燃料電池スタック内部の残留水を排水処理を行う排水過程と、を備え、総発電量演算過程は、総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は総発電量が多くなるのに応じて残留水量を多く演算し、第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は総発電量の値が多くなるのに応じて残留水量を少なく演算するたことを要旨とする燃料電池システムの運転方法である。
【０００９】
また本発明は、燃料電池システムの起動時から燃料電池スタックが発電した発電量の合計である総発電量に正比例する値を総発電量の値として演算する総発電量演算過程と、燃料電池システム起動時に、総発電量に基づいて燃料電池スタックを発電する暖機過程と、を備え、総発電量演算過程は、総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は総発電量が多くなるのに応じて残留水量を多く演算し、第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は総発電量の値が多くなるのに応じて残留水量を少なく演算することを要旨とする燃料電池システムの運転方法である。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、起動時からの総発電量に基づいて、燃料電池スタック内部の残留水量を推定するので、残留水量を的確に推定することができるという効果がある。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１１】
次に、図面を参照して、本発明の実施の形態を詳細に説明する。尚、特に限定されないが、以下に説明する各実施例は、燃料電池自動車に好適な燃料電池システムである。
【００１２】
最初に本発明に係る実施形態の基本的な考え方を説明する。固体高分子型燃料電池では、電気化学反応によって生成水ができる。そのため、燃料電池システムの運転を停止した後に、燃料電池スタック内部の温度が零下まで低下すると、燃料電池スタック内部の生成水が凍結してしまう。すると、零下からの起動時にアノード、カソードに反応ガスを供給しても、ガスが触媒反応表面にまで達しないため、起動が不可能となってしまう。
【００１３】
この問題を回避するために、燃料電池システムを運転停止する前に、燃料電池スタック内部の水分を除去する排水掃気処理を行う。排水掃気処理に要する時間は、自動車の運転者の利便性を考えると、短かいほど良い。しかし、過度に短時間だと排水が十分でなく、前述のようにガスの拡散が阻害され、零下起動ができなくなってしまう。一方、過度に長時間排水掃気処理を行うと、固体高分子膜が乾燥してしまう。そのため、零下起動時のプロトン伝導性が低下するため、零下発進時の出力が不足する問題が発生してしまう。
【００１４】
したがって、運転停止前の排水掃気処理では、燃料電池スタック内部に保有する水量、即ち残留水量を推定または検知し、最適な湿潤状態になるように排水掃気処理を行うことが重要である。
【００１５】
次に、図４，図５を参照して、燃料電池システムの起動から定常状態になるまでの燃料電池スタック内部の残留水量の変化を説明する。まず、図４について、説明する。開回路状態からある負荷で発電を開始し、特定の総発電量に達した段階で発電を停止する。その後、ＭＥＡ内部の残留水量を計測した。この実験結果を図示したものであり、残留水量の総発電量に対する変化を示している。総発電量がある量に達すると残留水量は、最大水量になる。総発電量が更に増えると、残留水量は減少していく。そして、最終的にはある一定の残留水量に落ち着く。以上のことが実験結果でわかった。
【００１６】
次に、図５について、説明する。ある定常負荷での発電を開回路状態から行った時の経時変化を示す。図５（ａ）は代表的な複数のセル電圧を、図５（ｂ）は燃料電池スタックの酸化剤ガス出口の露点温度を、図５（ｃ）は起動からの総発電量を夫々示している。図からわかるように、ガス出口露点は特定の総発電量（ｔ４）に達して初めて上がり始める。同時にセル電圧の低下（水詰まり）が発生する。しかし、ガス出口露点が一定になる（ｔ５）と同時に、水詰まりは解消され、セル電圧のばらつきも改善される。
【００１７】
この現象は、生成水が生じるカソード触媒層と、生成水が排出されるセパレータの酸化剤ガス流路との間の水分布が関係している。発電を開始して、生成水ができ始めてから、生成水量がある量に達するまでは、高分子電解質膜、触媒層、及びガス拡散層（これらを総称してＭＥＡという）内部に蓄積される。しかし、ＭＥＡ内部の含水量が定常状態よりも多いある量になるとＭＥＡ内部の生成水がセパレータのガス流路に流れ出る。一旦生成水がガス流路に流れ出ると、触媒層からガス流路までの水の排出経路が全て水で満たされる。従って、その後は表面張力により、より容易にＭＥＡ内部からガス流路へと水が排出される。最終的にはＭＥＡ内部の残留水量が最大残留水量よりも少ない特定の残留水量になることを示していると考えられる。
【００１８】
次に図６を参照して、起動からの総発電量で燃料電池スタック内部の残留水量を推定する方法について説明する。燃料電池システムを起動して短時間で運転が停止されたような総発電量が第２の所定値Ｑ2 未満の場合、生成水量が少ないので、運転停止前の排水掃気処理は実施しない。
【００１９】
また、総発電量が第２の所定値Ｑ2 以上であり、かつ、第１の所定値Ｑ1 以下の場合は、予め実験によって確認した、残留水量と起動からの総発電量のマップに基づいて、総発電量に応じた排水掃気処理を行う。具体的には、総発電量から残留水量を推定し、残留水量が目標残留水量Ｗｔになるまでカソードに空気、アノードに水素を流して排水掃気処理を行う。
【００２０】
ここで、総発電量の値が予め実験で求めた最大の残留水量となる第３の所定値Ｑ3 未満の場合は、総発電量が多くなるのに応じて残留水量を多く推定する。従って、総発電量が多くなるのに応じて、排出水量を多くする。一方、第３の所定値Ｑ3 以上の場合は、総発電量が多くなるのに応じて残留水量を少なく推定する。従って、総発電量が多くなるのに応じて、排出水量を少なくする。
【００２１】
また、排水掃気時のスタックからの排出水量は、運転停止前の燃料電池スタック温度、流量、圧力損失で決まる。そのため、燃料電池スタックの温度を推定または検知し、燃料電池スタックのカソード出口の相対湿度（ＲＨ）を１００％として排水量を計算する。そして、目標の残留水量になるように排水掃気時間、排水掃気時の空気流量を決定する。
【００２２】
また、起動からの総発電量が第１の所定値Ｑ1 を超える場合には、燃料電池スタック内部の残留水量は、燃料電池スタック温度、運転圧力、カソード入口露点温度、アノード入口露点温度、アノードガス流量、カソードガス流量で決まる特定の残留水量になる。
【００２３】
しかし、運転圧力、カソード入口露点温度、アノード入口露点温度、アノードガス流量、カソードガス流量は、燃料電池スタック温度が決まると全て決まってしまう。なぜなら、運転圧力、アノードガス流量、カソードガス流量は、運転マップにより決まるためである。また、アノード入口露点、カソード入口露点は、アノードにおいて循環系を採用し、カソード系は水回収型の湿度交換器（ＷＲＤ）を備えるシステムの場合はパッシブな系となるためである。したがって、燃料電池スタック内部の残留水量は総発電量に拠らず一定値であり、燃料電池スタックの温度のみに依拠して推定することができる。そのため、排水掃気処理は、総発電量に拠らず一定の処理を行うことができる。
【００２４】
図７および図８を用いて、燃料電池スタック温度と残留水量の関係を説明する。図７に示すように燃料電池スタック温度が高くなるほど、ＭＥＡ内部の残留水量は低下する。これは負荷が同じで供給ガス流量が同じ場合、生成水量は一定であるが、温度が高いほど飽和水蒸気圧が増加し、同一体積のガスを流した場合の燃料電池スタックからの持ち出し水分量が多くなるためである。
【００２５】
図８に示すように燃料電池スタック温度が高くなるほど、グラフ左側の残留水量が低下するが、この部位がセルのガス入口に相当し、高温になるほどガス系の入口の相対湿度が低下するため、ＭＥＡのガス流路上流付近の乾燥が顕著になる範囲が増えるためである。
【実施例１】
【００２６】
図１は、本発明に係る燃料電池システムの実施例１の構成を説明するシステム構成図である。燃料電池システム１は、固体高分子型の燃料電池スタック２を備えている。燃料電池スタック２のアノード（燃料極）３には、燃料ガスとしての水素が供給され、カソード（酸化剤極）４には、酸化剤ガスとして空気が供給される。
【００２７】
水素タンク５の高圧水素は、水素圧力調整弁６により圧力が調整されて、アノード３へ供給される。アノード３で消費されなかった水素は、水素循環路８及び水素循環ポンプ９によりアノード３の入口へ循環される。また水素循環路８には、パージ弁１０に至る水素排出路が接続され、アノード３及び水素循環路８に窒素等の不純物が蓄積した場合、パージ弁１０を開いて、不純物を含む水素ガスを系外へ放出可能となっている。
【００２８】
酸化剤ガスとしての空気は、コンプレッサ１１により圧縮され、湿度交換器１２へ送られる。湿度交換器１２には、例えばポリイミド中空糸膜の内外の気体間で湿度交換する湿度交換器が使用可能である。湿度交換器１２は、カソード４へ供給する空気とカソード４から排出された生成水の蒸気を含む排空気との間で湿度交換することにより、カソードへ供給する空気を加湿する加湿装置である。湿度交換器１２とカソード４の入口との間には三方弁１３が配置されている。
【００２９】
またコンプレッサ１１と三方弁１３の間に空気をバイパスさせるバイパス路１４が設けられている。三方弁１３は、通常運転時には湿度交換器１２で加湿した空気をカソード４へ供給する。また、パージ時にはコンプレッサ１１で圧縮し湿度交換器１２を通さない空気をカソード４へ供給するように切り換えられる。湿度交換器１２の下流には、空気圧力調整弁１５が配置され、その開度を制御することによりカソード圧力を調整可能となっている。
【００３０】
また燃料電池スタック２の内部には、図示しない内部冷却水流路が設けられている。また、ラジエータ１７と燃料電池スタック２との間に冷却水を循環させる冷却水ポンプ１６が設けられている。また、低温時にラジエータ１７をバイパスして冷却水を循環させるために、三方弁１８とバイパス水路１９が設けられている。
【００３１】
燃料電池スタック２の冷却水出口には、冷却水温度を検出する温度センサ２４が配置される。その検出値は、コントローラ３０へ入力されている。温度センサ２４は、燃料電池スタックの温度を検出する温度検出手段である。この温度検出手段は、冷却水出口の温度センサに限らず、燃料電池スタック２の内部に直接温度センサを配置してもよい。
【００３２】
燃料電池スタック２の発電出力は、電流センサ２７を介してインバータ２０またはＤＣ／ＤＣコンバータ２２へ送られる。インバータ２０は、ＤＣ／ＤＣコンバータで昇圧された二次電池２３の電力または燃料電池スタック２の発電電力を交流に変換する。そして、駆動モータ２１や、燃料電池の補機であるコンプレッサ１１や冷却水ポンプ１６に供給する。
【００３３】
また駆動モータ２１の回生電力はインバータ２０で整流され、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２で降圧して二次電池２３へ充電可能となっている。また燃料電池スタック２の発電電力もＤＣ／ＤＣコンバータ２２で降圧して二次電池２３へ充電可能となっている。
【００３４】
コントローラ３０は、燃料電池システム１全体を制御すると共に、燃料電池システム起動時から燃料電池スタック２が発電した発電量の合計である総発電量に関連する値を演算する総発電量演算手段３１と、総発電量演算手段３１が演算した総発電量に関連する値と温度センサ２４（温度検出手段）が検出した発電停止前の燃料電池スタック２の温度とに基づいて燃料電池スタック内部の残留水量を推定する残留水量推定手段３２と、燃料電池スタック内部の水量が残留水量から所定の目標残留水量になるように燃料電池スタック２の運転停止前の排水掃気処理を制御する排水掃気制御手段３３と、を備えている。
【００３５】
コントローラ３０は、特に限定されないが、本実施例では、ＣＰＵとプログラムＲＯＭと作業用ＲＡＭと入出力インタフェースとを備えたマイクロプロセッサで構成さている。そして、総発電量演算手段３１と残留水量推定手段３２と排水掃気制御手段３３とは、コントローラ３０が実行するプログラムとして実現されている。
【００３６】
次に、図２、図３のフローチャートを参照して、実施例１におけるコントローラ３０の動作を説明する。実施例１では、燃料電池システム起動時から燃料電池スタック２が発電した発電量の合計である総発電量に関連する値として、燃料電池スタック２が発電した発電電荷量の合計である総発電電荷量（単位は、クーロン：Ｃ）を用いる。
【００３７】
図２は、燃料電池システムの運転中にコントローラ３０のメインルーチンから繰り返し呼び出される総発電量の更新処理のサブルーチンである。このサブルーチンは一定時間毎に呼び出されてもよいし、コントローラ３０の処理に余裕がある場合に随時呼び出されて処理されてもよい。
【００３８】
図２のサブルーチンが呼び出されると、まずＳ１０で現在の時刻ｔn をコントローラ３０のカレンダークロックから読み込む。カレンダークロックとは、一般にコントローラ内に装備され、現在の日時データを収容するレジスタである。
【００３９】
次いでＳ１２でコントローラ３０は、電流センサ１６が測定した燃料電池スタック２の発電電流Ｉｎを読み込む。次いでＳ１４でコントローラ３０は、前回総発電量を更新したときの時刻ｔn-1 を読み出し、Ｓ１６で前回更新した総発電量Ｑをメモリから読み出す。次いでＳ１８で、コントローラ３０は、算術代入式（１）を計算して、総発電量Ｑを更新する。
【００４０】
Ｑ←Ｑ＋Ｉｎ×（ｔn −ｔn-1 ）                … （１）
次いでＳ２０でコントローラ３０は、時刻ｔn と、更新後の総発電量Ｑをメモリへ格納して、メインルーチンへリターンする。
【００４１】
図３は、実施例１における燃料電池システム１の停止処理を説明するフローチャートである。燃料電池システム１の運転／停止を制御するキースイッチがオンからオフへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する停止要求が受け付けられると、図３の燃料電池システム停止処理の動作が開始される。まず、Ｓ３０において、コントローラ３０は、温度センサ２４が測定した測定値を燃料電池スタック温度Ｔｓとして読み込む。
【００４２】
次いでＳ３２で、コントローラ３０は、総発電量Ｑを読み出す。次いでＳ３４で、コントローラ３０は、総発電量Ｑが、排水掃気処理を行うか否かの判別値である所定値Ｑ2 （第２の所定値）より小さいか否かを判定する。Ｓ３４の判定で、総発電量ＱがＱ2 より小さければ、残留水量Ｗｒが少なく排水掃気処理が不要として、ガス供給停止及び冷却水ポンプ停止を行うために、Ｓ４４へ進む。
【００４３】
Ｓ３４の判定で、総発電量ＱがＱ2 以上であれば、残留水量Ｗｒが多く排水掃気処理が必要なので、Ｓ３６へ進む。Ｓ３６では、コントローラ３０は、総発電量Ｑが第１の所定値Ｑ1 以下、かつ第１の所定値Ｑ1 より小さい第２の所定値Ｑ2 以上であるか否かを判定する。
【００４４】
Ｓ３４及びＳ３６において、総発電量Ｑを判定するための所定値Ｑ2 は、実験的に求める。具体的には、氷点下において燃料電池システムを起動した場合に、燃料電池システムで必要とされる最低電力（例えば、燃料電池の補機であるコンプレッサ１１及び冷却水ポンプ１６を暖機運転のために稼働させるのに要する電力）を暖機発電において発電可能な残留水量として求める。
【００４５】
Ｓ３６において、総発電量Ｑを判定するための所定値Ｑ1 は、実験的に求める。具体的には、それぞれ異なる燃料電池スタック温度において、起動時からの総発電量が異なる運転時間の経過後、燃料電池スタックの重量を測定する実験を行う。そして、残留水量が総発電量によらず一定となる最低総発電量を求める。これを所定値Ｑ1 として設定したものである。
【００４６】
Ｓ３６の判定がＹｅｓであれば、コントローラ３０は、Ｓ３８へ進む。そして、燃料電池温度Ｔｓと起動からの総発電量Ｑとに応じて燃料電池スタック２のＭＥＡに残留する残留水量Ｗｒを推定し、Ｓ４２へ進む。
【００４７】
ここで、Ｓ３８における残留水量Ｗｒの推定方法を詳細に説明する。この推定には、複数の異なる温度毎（例えば、３０℃〜８０℃の間を５℃刻みで）に記憶した図６に示すような、総発電電荷量Ｑと残留水量Ｗｒとの関係を示す制御マップを使用する。制御マップの５℃刻みの温度の間の温度Ｔｓに対応する値は、補間により求める。
【００４８】
Ｓ３６の判定がＮｏであれば、コントローラ３０は、Ｓ４０へ進む。そして、燃料電池温度Ｔｓと残留水量Ｗｒとの関係を示す図７に示したような制御マップを参照して、残留水量を推定し、Ｓ４２へ進む。
【００４９】
Ｓ４２では、燃料電池スタックの推定された残留水量Ｗｒが所定の目標残留水量Ｗｔに減少するまで、燃料電池スタック２の排水掃気処理を行う。目標残留水量Ｗｔは、実験的に求める。具体的には、燃料電池スタック起動時の温度が氷点下であっても、暖機発電時に生成水のフラッディングや凍結を生じてガス供給が阻害されることのない燃料電池スタック内部の残留水量である。この水量は、残留水量を段階的に異ならせて、氷点下の燃料電池システムの起動実験を行う。
【００５０】
ここで、Ｓ４２における排水掃気詳細を説明する。まず、コントローラ３０は、インバータ２０及びＤＣ／ＤＣコンバータ２２に燃料電池スタック２からの発電電流の取り出しを停止させる。次いで、コントローラ３０は、三方弁１３をバイパス路１４側に切り換えて、湿度交換器１２を介さずにコンプレッサ１１から直接空気をカソード４へ供給する。またコントローラ３０は、水素循環ポンプ９の運転は継続させるが、水素圧力調整弁６を閉じて新規の水素供給を停止させる。
【００５１】
こうして、カソード４に加湿しない空気を流して排水掃気処理を行う。排水掃気時の燃料電池スタック２からの排出水量は、次のように推定する。まず、燃料電池スタック温度Ｔｓから飽和水蒸気圧力を算出する。次に、カソード出口の相対湿度（ＲＨ）を１００％として、図示しないカソード圧力センサが検出したカソード圧力、図示しないカソード流量センサが検出したカソード流量から単位時間当たりの排水量を計算する。そして、目標の残留水量Ｗｔになるように排水掃気時間、排水掃気時の空気流量を決定する。排水掃気時間が経過すると、燃料電池スタックの残留水量が目標残留水量Ｗｔまで減少したとして、排水掃気処理を停止するために、Ｓ４４へ進む。
【００５２】
Ｓ４４では、コンプレッサ１１及び水素循環ポンプ９を停止させて、燃料電池スタック２へのガス供給を停止させる。次いで、Ｓ４６で冷却水ポンプ１６を停止させて、燃料電池システムの停止処理を終了する。
【００５３】
このように、本実施例では、起動時からの総発電量に基づいて、燃料電池スタック内部の残留水量を推定する。具体的には、総発電量の値が、第３の所定値未満の場合は総発電量が多くなるのに応じて残留水量を多く推定し、第３の所定値以上であって第１の所定値未満の場合は総発電量の値が多くなるのに応じて残留水量を少なく推定する。また、総発電量の値が第１の所定値を超える場合は、燃料電池スタック内部の残留水量は総発電量の値に拠らず一定値とする。従って、残留水量を的確に推定することができる。
【００５４】
また、発電停止前の燃料電池スタックの温度が高いほど、残留水量を少なく推定するので、温度に応じて的確に残留水量の推定をすることができる。
【００５５】
また、燃料電池システム停止時に、前記総発電量の値に応じて燃料電池スタック内部の排水掃気処理を行う。具体的には、総発電量の値が第１の所定値を超える場合は、総発電量に拠らず一定とし、総発電量の値が第１の所定値より小さい第２の所定値未満場合は、排水掃気処理を行わない。従って、一定の残留水量（目標残留水量）となるように停止処理(排水掃気処理)を行えるので、ＭＥＡを最適な湿潤状態で停止させることができる。
【００５６】
（実施例１の変形例）
なお、本実施例においては、残留水量Ｗｒを推定し、停止処理を制御した。しかしながら、起動処理においても、残留水量Ｗｒを推定した結果を用いることができる。具体的には、コントローラ３０は、暖機処理手段３４を備え、起動時において総発電量に応じて燃料電池スタックの暖機発電を行う。
【００５７】
ここで、残留水量を有する燃料電池スタックを氷点下の温度から起動すると、生成水の大部分は燃料電池スタック内部で凝結して、電解質膜に吸収される。しかしながら電解質膜が吸収可能な水量に限度がある。この限度を超えると、生成水は触媒層に染みだして触媒層へのガス供給を妨げるフラッディングが生じる。フラッディングが生じるとセル電圧が低下して暖機発電を中断する必要が生じる。従って、残留水量が多いほど暖機発電電力を小さくすることにより、暖機発電を継続して速やかに燃料電池スタックを暖機することができる。
【００５８】
以下に、図１２及び図１３を用いて、詳述する。
【００５９】
図１２は、燃料電池システム１の氷点下温度における起動処理を説明するフローチャートである。燃料電池システムの運転／停止を制御するキースイッチがオフからオンへ切り換えられるなどの燃料電池システム１に対する起動要求が受け付けられると、図１２の燃料電池システム起動処理の動作が開始される。まず、Ｓ８６で、コントローラ３０は、現在の燃料電池スタックの温度、言い換えれば起動時の燃料電池スタック２の温度Ｔｎを測定する。ここで、温度Ｔｎは、燃料電池スタック２の中に設けられた温度センサを用いても良い。また、図１の燃料電池スタック２の冷却液出口に設けた温度センサ２４を用いて測定してもよい。
【００６０】
次いでＳ８８でコントローラ３０は、残留水量Ｗｒと起動時の温度Ｔｎから、図１３（ｂ）に示すような制御マップを参照して、ＭＥＡが吸収可能な水量Ｗａを算出する。ここで、吸収可能な水量Ｗａの求め方について、説明する。十分熱容量の大きい単セルで、相対湿度を変えたガスによって長時間パージすることにより、セル内の残留水量を設定する。これは、あらかじめ相対湿度を数種類の異なる値に設定したガスで長時間パージしたときのセル内残留水量を重さ・抵抗などから求めておく。次に、それぞれ設定した残留水量である温度（例えば−２０℃）まで冷却して、発電を行うと、その残留水量に応じた時間だけ、つまり、ＭＥＡが生成水を吸収できている時間だけセルは発電を継続し、生成水量が吸収可能な水量を超えるとガス供給が妨げられてセル電圧が急激に低下、或いは発電停止する。その発電時間と発電量から生成水量が求まり、その量がＭＥＡが吸収可能な水量ということになる。
【００６１】
次いでＳ９０でコントローラ３０は、吸収可能水量Ｗａから、図１３（ｃ）に示すような制御マップを参照して、暖機発電電力Ｐｗを算出する。ここで、暖機発電電力Ｐｗについて、説明する。暖機発電電力Ｐｗが小さいほど生成水は膜側に吸収され、暖機発電電力Ｐｗが大きいほど生成水は触媒層に染み出しやすい傾向にある。生成水が触媒層に染み出してきて酸素の拡散を阻害するようになると、セル電圧が低下して劣化するを防止するために、発電停止せざる状況になる。従って、なるべく生成水が触媒層に染み出してこないような暖機発電電力を設定する必要がある。
【００６２】
次いでＳ９２で、コントローラ３０は、暖機発電電力Ｐｗに対応した水素供給及び空気供給を行うと共に、暖機発電電力Ｐｗで電力を取り出す。
【００６３】
次いでＳ９４で、コントローラ３０は、所定の暖機完了条件が成立したか否かを判定する。所定の暖機完了条件とは、例えば燃料電池スタック２の温度や、暖機発電電力Ｐｗに対応する燃料電池スタック２の電圧等である。Ｓ９４の判定で、暖機完了条件が成立していなければ、Ｓ９２へ戻って、暖機発電を継続する。Ｓ９４の判定で、暖機完了条件が成立していれば、通常発電へ移行して、燃料電池システムの起動を完了する。
【００６４】
ここで、図１３を用いて、残留水量Ｗｒと暖機発電電力Ｐｗの関係について説明する。
【００６５】
図１３（ａ）は、前述した図６に対応する図であり、領域を３分割している。なお、残留水量Ｗｒが最大値となるまでの総発電量をＱ3 （第３の所定値）としている。また、Ｑ3 までを領域Ａとし、Ｑ3 からＱ1 までを領域Ｂとし、Ｑ1 以上を領域Ｃとしている。また、図１３（ｂ）は、残留水量Ｗｒが多くなるのに応じて、吸収可能水量Ｗａが少なくなることを示している。さらに、図１３（ｃ）は、吸収可能水量Ｗａが大きくなるのに応じて、暖機発電電力Ｐｗを大きくすることを示している。これらの関係に基づき、基本的な考え方は、残留水量Ｗｒが多くなるほど、暖機発電電力Ｐｗを小さくする点である。
【００６６】
具体的には、総発電量が領域Ｂの時には、総発電量が多いほど暖機発電電力Ｐｗは大きくする。一方、領域Ａの場合には、総発電量が多いほど暖機発電電力Ｐｗは小さくする。さらに、領域Ｃの場合には、暖機発電電力Ｐｗを一定としている。これより、それぞれのセルの水分状態での最適な零下起動を実施することができる。
【００６７】
また、図１３（ｂ）に示すように、起動時の燃料電池スタック２の代表温度で補正することもできる。具体的には、起動時の温度が低いほど、最小暖機発電電力Ｐｗを同じとしつつ、最大暖機発電電力Ｐｗを小さくする。言い換えると、起動時の温度が低いほど、残留水量Ｗｒに応じる暖機発電電力Ｐｗの変化量を小さくする。これは、同一の残留水量Ｗｒであれば、起動時の温度Ｔｎが低いほど吸収可能水量Ｗａが少なくなるからである。また、起動時の温度が所定値を超える場合には、発電停止時の燃料電池温度、前回の起動時から発電停止までの総発電量にかかわらず、起動時の暖機発電電力Ｐｗを一定とする。これは、例えば−５℃のような氷点下領域であれば、残留水量ＷｒにかかわらずＭＥＡが吸収可能な水量が一定となる特性を持っているからである。これにより、もっとも効率的な零下起動の暖機運転を実施することができる。
【００６８】
このように、本変形例では、燃料電池システム起動時に、総発電量の値に応じて燃料電池スタックの暖機処理を行う。具体的には、総発電量の値が第３の所定値未満の場合は総発電量が多くなるのに応じて発電電力を小さくし、第３の所定値以上の場合は、総発電量が多くなるのに応じて発電電力を小さくする。また、総発電量の値が第３の所定値以上である第１の所定値を超える場合は、総発電量に拠らず発電電力を一定とする。これにより、暖機運転中に電解質膜の吸収可能な水量を超えることを防止できる。従って、暖気運転を継続でき、速やかに暖機処理を完了させることができる。
【００６９】
また、発電開始時の燃料電池スタックの温度が低いほど、最大発電電力を小さくする。従って、温度に応じて最適な暖機処理を実施することができる。
【実施例２】
【００７０】
次に、本発明に係る燃料電池システムの実施例２を説明する。実施例１では、総発電量に関連する値として総発電電荷量を用いた。しかし、実施例２では、総発電量に関連する値として総生成水量を用いる。総生成水量ＷG の計算には、カソードにおける電気化学反応式（化２）と、総発電電荷量Ｑと、ファラデー定数（Ｆ＝ＮA ×ｅ）とから式（２）により計算できる。
【００７１】
総生成水量ＷG （モル）＝（１／２）×Ｑ／Ｆ         …（２）
そして、図３のＳ３２で総発電電荷量Ｑから総生成水量ＷG への変換を行う。また、実施例１の図６の制御マップに代えて、図９に示すような総生成水量ＷG に対する残留水量Ｗｒの関係を示し制御マップを使用する。さらに、図３のＳ３４、Ｓ３６で判定値として、第１の所定値ＷG1、第２の所定値ＷG2を用いる。図９に示した制御マップ、第１の所定値ＷG1、第２の所定値ＷG2、第３の所定値ＷG3は、実施例１に記載した実験方法と同様の実験により求めることができる。その他は実施例１と同様である。
【００７２】
このように、本実施例では、総生成水量を用いても的確に残留水量を推定できる。
【実施例３】
【００７３】
次に、本発明に係る燃料電池システムの実施例３を説明する。実施例１では、総発電量に関連する値として総発電電荷量を用いた。しかし、実施例３では、総発電量に関連する値として水素消費量を用いる。水素消費量の計算には、図２のＳ１２において、電流センサの検出値に変えて、水素圧力調整弁６から供給する水素流量及び水素圧力を図示しない水素流量センサの検出値ｑ及び水素圧力センサの検出値ｐを読み込む。そして、総発電電荷量Ｑに代えて、Ｓ１８で、水素消費量ＱH を算術代入式（３）で計算することができる。
【００７４】
ＱH ←ＱH ＋ｑ×ｐ×（ｔｎ −ｔn-1）             …（３）
そして、実施例１の図６の制御マップに代えて、図１０に示すような水素消費量ＱH に対する残留水量Ｗｒの関係を示し制御マップを使用する。また、図３のＳ３４、Ｓ３６で判定値として、第１の所定値ＱH1、第２の所定値ＱH2を用いる。図１０に示した制御マップ、第１の所定値ＱH1、第２の所定値ＱH2、第３の所定値ＱH3は、実施例１に記載した実験方法と同様の実験により求めることができる。その他は実施例１と同様である。
【００７５】
このように、本実施例では、水素消費量を用いても的確に残留水量を推定できる。
【実施例４】
【００７６】
次に、本発明に係る燃料電池システムの実施例４を説明する。実施例１では、総発電量に関連する値として総発電電荷量を用いた。しかし、実施例４では、総発電量に関連する値として総発電電力量を用いる。総発電電力量の計算には、図２のＳ１２において、電流センサの検出値Ｉｎに加えて、図示しない燃料電池電圧センサの検出値Ｖｎも読み込む。そして、総発電電荷量Ｑに代えて、Ｓ１８で、総発電電力量Ｊを算術代入式（４）で計算することができる。
【００７７】
Ｊ←Ｊ＋Ｉｎ×Ｖｎ×（ｔｎ −ｔn-1）            …（４）
そして、実施例１の図６の制御マップに代えて、図１１に示すような総発電電力量Ｊに対する残留水量Ｗｒの関係を示し制御マップを使用する。また、図３のＳ３４、Ｓ３６で判定値として、第１の所定値Ｊ1 、第２の所定値Ｊ2 を用いる。図１１に示した制御マップ、第１の所定値Ｊ1 、第２の所定値Ｊ2 、第３の所定値Ｊ3 は、実施例１に記載した実験方法と同様の実験により求めることができる。その他は実施例１と同様である。
【００７８】
このように、本実施例では、総発電電力量を用いても的確に残留水量を推定できる。
【図面の簡単な説明】
【００７９】
【図１】本発明に係る燃料電池システムの構成例を示すシステム構成図である。
【図２】実施例における燃料電池システム運転中の総発電量更新処理を説明するフローチャートである。
【図３】実施例における燃料電池システム停止処理を説明するフローチャートである。
【図４】残留水量と起動からの総発電量と残留水量の関係を説明する図である。
【図５】（ａ）燃料電池システムの起動時からのセル電圧変化、（ｂ）燃料電池システムの起動時からのガス出口露点温度変化、（ｃ）燃料電池システムの起動時からの総発電量の変化をそれぞれ示す図である。
【図６】実施例１における燃料電池システムの起動から発電停止までの総発電電荷量で残留水量を推定するマップの例である。
【図７】燃料電池スタック温度と残留水量の関係を示す図である。
【図８】燃料電池スタック温度とセル内位置における残留水量の関係を示す図である。
【図９】実施例２における燃料電池システムの起動から発電停止までの総生成水量で残留水量を推定するマップの例である。
【図１０】実施例３における燃料電池システムの起動から発電停止までの水素消費量で残留水量を推定するマップの例である。
【図１１】実施例４における燃料電池システムの起動から発電停止までの総発電電力量で残留水量を推定するマップの例である。
【図１２】実施例における燃料電池システム起動処理を説明するフローチャートである。
【図１３】（ａ）総発電量と残留水量の関係、（ｂ）吸収可能水量と残留水量の関係、（ｃ）吸収可能水量と暖機発電電力の関係をそれぞれ示す図である。
【符号の説明】
【００８０】
１  燃料電池システム
２  燃料電池スタック
３  アノード
４  カソード
５  水素タンク
６  水素圧力調整弁
８  水素循環路
９  水素循環ポンプ
１０  パージ弁
１１  コンプレッサ
１２  湿度交換器
１３  三方弁
１４  バイパス路
１５  空気圧力調整弁
１６  冷却水ポンプ
１７  ラジエータ
１８  三方弁
２０  インバータ
２１  駆動モータ
２２  ＤＣ／ＤＣコンバータ
２３  二次電池
２４  温度センサ
２７  電流センサ
３０  コントローラ
３１  総発電量演算手段
３２  残留水量推定手段
３３  排水掃気制御手段
３４  暖機処理手段
【図１】
0005309602.tif 000002
【図２】
0005309602.tif 000003
【図３】
0005309602.tif 000004
【図４】
0005309602.tif 000005
【図５】
0005309602.tif 000006
【図６】
0005309602.tif 000007
【図７】
0005309602.tif 000008
【図８】
0005309602.tif 000009
【図９】
0005309602.tif 000010
【図１０】
0005309602.tif 000011
【図１１】
0005309602.tif 000012
【図１２】
0005309602.tif 000013
【図１３】
0005309602.tif 000014